Polski offshore przeszedł do fazy budowy i instalacji

Najbardziej zaawansowanym projektem pozostaje Baltic Power, rozwijany przez ORLEN i Northland Power. Farma ma maksymalną moc zainstalowaną 1 140 MW i obejmuje 76 turbin. W dniu osiągnięcia pierwszej energii, 10 lipca 2026 r., zainstalowane były 54 turbiny, a dalsza instalacja oraz rozruch pozostawały w toku. Northland Power wskazywał komercyjną eksploatację w drugiej połowie 2026 r., natomiast ORLEN komunikował zakończenie budowy jesienią 2026 r. [1] [2] [3]

Baltica 2, realizowana przez PGE i Ørsted, ma moc 1 498 MW i będzie obejmować 107 turbin. Ostateczną decyzję inwestycyjną podjęto 29 stycznia 2025 r., a w maju 2026 r. rozpoczęła się morska kampania instalacyjna obejmująca 111 monopali. Pełne uruchomienie farmy planowane jest do końca 2027 r.; dokładna data pierwszego wprowadzenia energii do sieci nie została ogłoszona. [5] [6]

Bałtyk 2 i Bałtyk 3 są realizowane równolegle przez Equinor i Polenergię. Każdy projekt ma moc 720 MW, a obie farmy będą obejmować łącznie 100 turbin. Ostateczne decyzje inwestycyjne podjęto 19 maja 2025 r., a zamknięcie finansowania ogłoszono oddzielnie 22 maja 2025 r. W sierpniu 2026 r. inwestorzy informowali o osiągnięciu półmetka instalacji fundamentów. Rozruch przewidziano na 2027 r., a przejście do pełnej produkcji komercyjnej na 2028 r. Dokładnej daty pierwszego wprowadzenia energii do sieci nie podano. [8] [9] [10] [11]

Status najważniejszych projektów i znaczenie dla łańcucha dostaw

Skala finansowa Bałtyk 2 i Bałtyk 3 pokazuje wielkość przedsięwzięcia, lecz komunikowane wartości mają różny zakres. Polenergia określiła łączną wartość inwestycji na około 27 mld zł bez kosztów finansowania, a Equinor podał około 7,2 mld euro nakładów kapitałowych i innych kosztów finansowanych podczas budowy. Nie są to identycznie zdefiniowane wskaźniki, dlatego nie powinny być porównywane ani przeliczane wprost. [8] [9]

Udział polskich zakładów jest realny, lecz dotyczy wydzielonych zakresów

Baltic Power szacuje udział krajowy na minimum 21 proc. w całym cyklu życia farmy — od rozwoju projektu po zakończenie eksploatacji. Wskaźnik ten nie oznacza jednak, że 21 proc. wartości konstrukcji stalowych albo robót budowlanych zostało automatycznie ulokowane w Polsce. Odnosi się do szerszego cyklu życia inwestycji i wymaga interpretacji zgodnej z zakresem przyjętym przez projekt. [3]

Primary steel, secondary steel i temporary works wymagają różnych zdolności

Główna stal konstrukcyjna (primary steel) przenosi zasadnicze obciążenia konstrukcji. Obejmuje monopale, główne cylindryczne sekcje transition pieces, wielkogabarytowe kołnierze, podstawowe elementy jacketów oraz główne konstrukcje nośne morskich stacji elektroenergetycznych. Ich produkcja wymaga walcowania bardzo grubych blach na duże średnice, wykonywania długich spoin wzdłużnych i obwodowych, zaawansowanej automatyzacji oraz obsługi elementów o masie liczonej w setkach lub tysiącach ton.

Potrzebne są wielkogabarytowe hale, ciężkie suwnice, rozległe place składowe i zwykle bezpośredni dostęp do nabrzeża. Sama zdolność spawania grubych blach lub posiadanie walcarki nie wystarcza, jeżeli zakład nie może przemieścić, obrócić, zabezpieczyć powierzchniowo i wywieźć gotowego komponentu.

Stałe konstrukcje dodatkowe (permanent secondary steel) obejmują elementy montowane na stałe na fundamencie, segmencie przejściowym lub stacji, które nie stanowią głównego płaszcza nośnego. Do tej kategorii należą między innymi systemy wejściowe dla załóg, drabiny, platformy, schody, balustrady, kraty pomostowe, osłony, wsporniki kablowe i podstawy urządzeń.

Konstrukcje tymczasowe (temporary works) to konstrukcje używane podczas produkcji, składowania, transportu i instalacji, które nie pozostają na farmie. Ramy transportowe, konstrukcje podnoszące, stojaki i kołyski nie powinny być automatycznie nazywane secondary steel, ponieważ ich projekt wynika głównie z obciążeń podczas podnoszenia, transportu lądowego i morskiego oraz współpracy z wyposażeniem portowym lub statkiem.

Różnice między głównymi grupami konstrukcji

Jakie pakiety mogą realizować polscy poddostawcy

Znacznie szerszą grupę potencjalnych dostawców niż w przypadku primary steel tworzą producenci konstrukcji dodatkowych, modułów pomocniczych i wyposażenia instalacyjnego. Nadal jest to produkcja wymagająca, ale nie każdy pakiet wymaga infrastruktury porównywalnej z fabryką monopali.

Przykładowe pakiety, profile dostawców i ścieżki wejścia

Boat landing: geometria całego układu

Boat landing umożliwia bezpieczne przejście z jednostki serwisowej na turbinę lub fundament. Jego wykonanie wymaga kontroli geometrii układu rurowego, położenia odbojników, drabin i platform oraz zgodności wszystkich punktów połączeniowych z konstrukcją główną. Ocena nie może ograniczać się do jakości pojedynczych spoin.

J-tube: gięcie, osiowość i interfejs kablowy

J-tube jest zakrzywioną rurą prowadzącą i chroniącą kabel energetyczny podczas wprowadzania go do wnętrza fundamentu lub stacji. O jakości nie decyduje wyłącznie spoina. Błąd promienia gięcia, osiowości albo położenia uchwytów może uniemożliwić przeprowadzenie kabla lub montaż całego modułu.

Temporary works: konstrukcja czasowa, ale nie drugorzędna

Ramy transportowe, konstrukcje podnoszące, stojaki i kołyski mogą wymagać obliczeń, prób obciążeniowych, oznaczenia dopuszczalnego obciążenia roboczego oraz szczegółowej instrukcji użytkowania. To odrębna grupa zamówień, która może być dostępna dla wyspecjalizowanych poddostawców, lecz wymaga świadomego zarządzania ryzykiem podnoszenia i transportu.

Technologie, hala i logistyka muszą odpowiadać konkretnemu komponentowi

Ocena zakładu nie powinna zaczynać się od pytania, czy firma „wykonuje konstrukcje stalowe”, lecz od zestawienia wymagań danego pakietu z realnymi granicami procesów. Ta sama maszyna może być wystarczająca dla wsporników, a niewystarczająca dla kompletnej platformy albo konstrukcji rurowej.

Certyfikaty otwierają rozmowę, ale nie zastępują jakości, dokumentacji i powłok

EN 1090 i ISO 3834-2 w kontekście konkretnego pakietu

EN 1090 może mieć zastosowanie do konstrukcyjnych elementów stalowych objętych właściwą specyfikacją. Dla wybranych pakietów mogą być wymagane klasy wykonania EXC3 lub EXC4. Nie należy jednak przyjmować, że każda platforma, rama transportowa, osłona albo element wyposażenia podlega identycznym wymaganiom. Certyfikat EN 1090 nie potwierdza sam w sobie zdolności do produkcji boat landingów, J-tubes ani modułów dla morskich stacji. [16]

ISO 3834-2:2021 określa pełne wymagania jakości dotyczące spawania materiałów metalowych. Także w tym przypadku certyfikacja jest tylko częścią oceny. Dział zakupów powinien zweryfikować zakres technologii, kwalifikacje personelu, koordynację spawalniczą, gospodarkę materiałami dodatkowymi i sposób postępowania z niezgodnościami. [13]

Pakiet dokumentacji odbiorowej

Typowy zakres dokumentacji może obejmować:

• zatwierdzone instrukcje technologiczne spawania WPS oraz odpowiadające im kwalifikacje WPQR;
• kwalifikacje spawaczy i operatorów dla właściwych procesów, materiałów, pozycji i grubości;
• plan spawania, sekwencję prac oraz plan kontroli odkształceń;
• mapy spoin wiążące każdą spoinę z procedurą, wykonawcą i wynikiem badania;
• identyfikowalność materiału od świadectwa 3.1 do gotowego komponentu;
• plan kontroli i badań z punktami zatrzymania, obserwacji i przeglądu;
• raporty z badań wizualnych, ultradźwiękowych, magnetyczno-proszkowych lub penetracyjnych;
• protokoły pomiarów oraz wyniki skanowania 3D, jeżeli wymaga tego projekt;
• dokumentację przygotowania powierzchni i aplikacji systemu powłokowego;
• rejestr niezgodności, napraw i zatwierdzonych odstępstw;
• końcowy rejestr danych produkcyjnych (manufacturing data record), dokumentację powykonawczą i pakiet odbiorowy.

Badania nieniszczące (NDT) wynikają z funkcji spoiny

Zakres badań nieniszczących nie powinien być określany ogólną zasadą „100 proc. badań ultradźwiękowych (UT) dla offshore”. Metoda i częstotliwość badań zależą od funkcji spoiny, materiału, geometrii, poziomu obciążeń i dokumentacji projektowej. Badania wizualne stanowią podstawę kontroli. Badania ultradźwiękowe służą przede wszystkim wykrywaniu nieciągłości wewnętrznych w odpowiednich złączach, a badania magnetyczno-proszkowe i penetracyjne stosuje się do oceny powierzchni.

Zabezpieczenie antykorozyjne może być większą barierą niż spawanie

Elementy instalowane na morzu pracują w środowisku o bardzo wysokiej agresywności korozyjnej. Wymagania mogą odwoływać się do serii ISO 12944, kategorii atmosferycznej CX, kategorii zanurzenia, oczekiwanej trwałości systemu lub szczegółowej specyfikacji właściciela. NORSOK może być wymagany, jeżeli przewiduje to kontrakt, lecz nie jest automatycznym standardem dla każdej konstrukcji offshore. [14]

Określenie C5-M nie powinno być bezrefleksyjnie przepisywane do nowych zapytań. Aktualne specyfikacje mogą rozdzielać środowiska atmosferyczne i zanurzeniowe oraz wskazywać odrębne systemy dla różnych stref komponentu. Proces może obejmować zaokrąglanie krawędzi, usuwanie odprysków, śrutowanie, kontrolę zapylenia i soli, metalizację, dodatkowe malowanie krawędzi oraz wielowarstwowe systemy epoksydowe i poliuretanowe.

Dokumentacja powinna potwierdzać temperaturę podłoża, punkt rosy, wilgotność, czasy przemalowania i grubość każdej warstwy. Przy kwalifikacji trzeba ustalić, czy przygotowanie powierzchni i malowanie odbywają się we własnym zakładzie, czy u poddostawcy. Zmiana zatwierdzonej malarni albo systemu powłokowego na rozwiązanie określane jako równoważne może wymagać formalnej zgody klienta.

Normy DNV mogą stanowić podstawę projektowania, weryfikacji lub certyfikacji konkretnych konstrukcji wsporczych. Nie oznacza to, że każdy wspornik, podest lub element secondary steel musi otrzymać osobne „zatwierdzenie DNV”. Zakres oceny wynika z umowy i przyjętego modelu certyfikacji projektu. [15]

Sourcing należy rozpocząć od zdefiniowania pakietu

Ogólne zapytanie o „producentów konstrukcji offshore” zwykle daje listę firm, których zdolności trudno ze sobą porównać. Proces zakupowy powinien zaczynać się od określenia komponentu, granic odpowiedzialności i warunków technicznych, a dopiero potem przechodzić do mapowania rynku.

1. Ustal granice odpowiedzialności

   Należy określić, czy dostawca odpowiada wyłącznie za produkcję według przekazanej dokumentacji, czy także za projekt warsztatowy, zakup materiałów, obliczenia, badania, zabezpieczenie powierzchni, montaż wyposażenia, transport i dokumentację końcową. Model produkcji według dokumentacji klienta (build-to-print) ogranicza odpowiedzialność projektową, ale nie zwalnia z przeglądu wykonalności, zgłaszania kolizji i kontroli aktualności rysunków. Zakres obejmujący projekt warsztatowy (shop design) wymaga dodatkowych kompetencji inżynierskich i zarządzania rewizjami.

2. Zdefiniuj gabaryty, masę i interfejsy

   Zapytanie powinno wskazywać maksymalną masę pojedynczego elementu, wymiary transportowe, gatunki i grubości materiałów, operacje obróbcze oraz tolerancje powierzchni i otworów. Przy konstrukcjach rurowych potrzebne są promienie gięcia, dopuszczalne odchylenia osiowości i dokładne położenie punktów połączeniowych.

3. Przypisz wymagania jakościowe do projektu

   Certyfikaty, klasy wykonania, zakres badań NDT i system zabezpieczenia powierzchni muszą wynikać z dokumentacji kontraktowej. Przepisywanie tych samych wymagań do każdego RFQ może niepotrzebnie ograniczyć konkurencję albo stworzyć pozorne kryteria, które nie potwierdzają rzeczywistej zdolności dostawcy.

4. Zbuduj longlistę na podstawie kombinacji procesów

   Dla konkretnego pakietu może być potrzebne jednocześnie cięcie rur, walcowanie, spawanie MAG, obróbka dużych powierzchni bazowych, śrutowanie i malowanie. Do pierwszego mapowania rynku może służyć wyszukiwarka polskich dostawców obróbki metalu Metal Navigator, umożliwiająca filtrowanie firm według kilku procesów, certyfikatów, województwa i dostępnych danych finansowych. Baza pomaga zbudować longlistę, ale nie zastępuje potwierdzenia danych, prekwalifikacji technicznej, audytu ani zatwierdzenia dostawcy do konkretnego projektu.

5. Przeprowadź capability screening

   Kwestionariusz kwalifikacyjny powinien dotyczyć faktycznych możliwości, a nie katalogowej listy maszyn. Potrzebne są dane o maksymalnym formacie i grubości cięcia, długości walcowania, polu roboczym maszyn, udźwigach suwnic, wymiarach bram, komorach malarskich, powierzchni montażowej i dostępnej przestrzeni składowej.

6. Audytuj system produkcyjny

   Podczas audytu należy prześledzić materiał od świadectwa do gotowej konstrukcji, sprawdzić aktualność WPQR i WPS, sposób oznaczania części, kontrolę materiałów dodatkowych, wykonywanie map spoin oraz zamykanie niezgodności. Szczególnie użyteczna jest analiza kompletnego pakietu dokumentacji z wcześniejszego projektu o podobnym stopniu złożoności.

7. Zatwierdź pierwszy wyrób i zakres projektowy

   Przy nowym dostawcy racjonalnym rozwiązaniem jest pierwszy wyrób (first article), czyli egzemplarz wykonany pod rozszerzoną kontrolą, albo ograniczona seria pilotażowa. Można również wymagać montażu próbnego lub wykonania modelowego fragmentu konstrukcji. Dopiero pozytywna ocena dokumentacji, audytu i próbnej dostawy pozwala uznać firmę za zdolną do wykonania określonego pakietu.

Kwalifikacja nie powinna być automatycznie przenoszona między projektami. Materiał, tolerancje, klasy spoin, system powłokowy i wymagania inwestora mogą się różnić nawet wtedy, gdy nazwa komponentu pozostaje taka sama.

Kompletne zapytanie ofertowe (RFQ) i etapowa ścieżka wejścia zwiększają szanse MŚP

Co powinno znaleźć się w zapytaniu ofertowym

RFQ musi pozwalać producentowi ocenić wykonalność i prawidłowo skalkulować ryzyko. Sama nazwa komponentu i przybliżona masa stali nie wystarczą. Kompletne zapytanie powinno zawierać:

• rysunki, listę materiałową, masę, gabaryty i tolerancje;
• granice odpowiedzialności oraz wymagane procesy produkcyjne i obróbcze;
• zakres badań i specyfikację zabezpieczenia powierzchni;
• listę dokumentów końcowych oraz wymagania dotyczące identyfikowalności;
• sposób pakowania, miejsce dostawy, harmonogram i wielkość serii;
• wymagania dotyczące pierwszego wyrobu, montażu próbnego i odbiorów;
• zasady udziału przedstawiciela klienta w kontrolach i punktach zatrzymania.

Cztery poziomy oceny potencjalnego dostawcy

Najbardziej dostępna droga prowadzi przez Tier 2 i Tier 3

Polski producent nie musi rozpoczynać działalności offshore od bezpośredniego kontraktu z deweloperem farmy. Przy permanent secondary steel bardziej prawdopodobna jest współpraca jako Tier 2 lub Tier 3 z producentem transition pieces, integratorem morskiej stacji albo dostawcą systemów dostępu.

Pierwszy zakres może obejmować grupę wsporników, pojedynczą platformę, drabinę, segment J-tube, wyposażenie wewnętrzne albo ramę montażową. Pozwala to sprawdzić zdolność utrzymania jakości i dokumentacji bez powierzania nowemu dostawcy całego modułu.

Bezpośrednie zamówienia mogą być łatwiej dostępne w obszarze temporary works, wyposażenia baz serwisowych, stojaków magazynowych, elementów warsztatowych i wybranych pakietów O&M. Konstrukcje te mogą być mniejsze, ale nadal wymagają udokumentowanego spawania, właściwego zabezpieczenia powierzchni, kontroli punktów podnoszenia i przygotowania dokumentacji użytkowej.

Rozszerzanie współpracy powinno następować etapowo. Po wykonaniu pierwszej konstrukcji, zamknięciu uwag odbiorowych i zatwierdzeniu rejestru danych produkcyjnych (manufacturing data record) można zwiększyć zakres do krótkiej serii, kompletnego modułu albo bardziej odpowiedzialnego pakietu.

Ryzyka, których nie pokazuje katalog maszyn

Wnioski dla kupca i poddostawcy

Realizacja Baltic Power, Baltica 2 oraz Bałtyk 2 i Bałtyk 3 potwierdza, że polskie zakłady mogą uczestniczyć w produkcji komponentów dla morskiej energetyki wiatrowej. Dotychczasowe dostawy obejmują secondary steel fundamentów, konstrukcje stacji, kable, gondole i infrastrukturę operacyjno-serwisową.

Największe i najbardziej zintegrowane konstrukcje pozostają domeną zakładów dysponujących ciężkimi suwnicami, rozbudowanym systemem jakości, dużymi komorami malarskimi i logistyką portową. Dla MŚP bardziej realne są platformy, drabiny, wsporniki, elementy prowadzenia kabli, ramy transportowe, wyposażenie baz i inne moduły produkowane według dokumentacji wykonawcy Tier 1.

Dla zagranicznego kupca oznacza to konieczność zastąpienia ogólnego poszukiwania „producenta offshore” precyzyjnym sourcingiem konkretnego pakietu. Dla polskiego dostawcy najbezpieczniejszą drogą jest wejście od ograniczonego zakresu, udokumentowanie jakości pierwszego wyrobu i stopniowe zwiększanie odpowiedzialności.

Farmy offshore w Polsce tworzą realną szansę dla poddostawców, ale sama identyfikacja firmy z właściwym parkiem maszynowym nie przesądza o jej przydatności. Dopiero połączenie mapowania procesów, prekwalifikacji, audytu, dostawy próbnej i zatwierdzenia projektowego pozwala odróżnić potencjalnego wykonawcę od dostawcy zdolnego utrzymać wymaganą geometrię, termin i kompletność dokumentacyjną.